中国报告大厅网讯，2026年，火电厂发电机组作为电力系统稳定运行的核心支撑，其调频技术的优化升级成为行业技术发展的重点方向之一。当前，传统一次调频技术普遍存在响应速度慢、频繁调节易导致发电机组疲劳等问题，严重影响电网系统的稳定性和发电机组的使用寿命。基于电网频率的一次调频控制技术，通过在发电机组关键控制系统中融入优化策略、增设预测模块，有效解决了传统技术的痛点，经仿真试验验证，其调频响应时间均控制在50秒以内，30秒内负荷变化占最终负荷变化的60%~65%，为火电厂发电机组安全高效运行提供了可靠技术支撑。以下是2026年发电机组行业技术分析。
《2025-2030年中国发电机组行业市场分析及发展前景预测报告》根据电力系统频率与发电机的极对数和转速成正比的关系，基于电网频率的一次调频技术可实时采集频率变化数据，判断频率是否超出既定限值以及超出调频死区时间是否达到预设值。若超出限值，调速器立即投入运行并进行调频，使电网频率重新回归到限值范围内。这种技术不仅能避免因微小扰动导致发电机组频繁调节，保证电力系统运行稳定，还能提升调频响应速度，优化调节效果。
一次调频是保证电力系统有功功率供需平衡和频率稳定的重要手段，其运行效果直接影响发电机组的运行稳定性和电网系统的供电质量。在一次调频过程中，主要考虑等值发电机组的频率特性和总负荷频率特性的相互影响，两条特性曲线存在一个交点，该交点处等值发电机组的输出功率恰好等于总负荷吸收的有功功率，此时电力系统处于频率与额定频率一致的稳定运行状态。
在电力系统实际运行中，气温变化、用电需求波动、电源特性差异及电池容量不同等因素，都会导致系统负荷发生变化。假设系统负荷增加量为ΔP，电力系统的负荷频率会随之变化，负荷频率特性曲线发生偏移，此时电力系统会在新的特性曲线交点处达到稳态，该稳态下的频率低于额定频率，需要通过一次调频增加发电机组的输出功率，弥补能量缺口，维持系统能量守恒和频率稳定。
发电机组的数字电液控制系统(DEH)可实时获取汽轮机的转速值(V0)，将其与汽轮机额定转速(V1)进行对比，计算两者差值并转化为频率偏差信号，再根据该信号计算需要调整的功率，生成一次调频补偿因子。通过叠加功率信号与一次调频补偿因子，确定并调节汽轮机阀门的开度，实现系统负荷的快速调整。
该策略支持自定义一次调频参数，如转速不等率(通常设定为3%~5%)、调频死区、调频限幅等，可有效提高发电机组负荷调控的灵活性。根据一次调频控制实现方式的不同，可分为汽轮机跟随锅炉(机跟炉)和锅炉跟随汽轮机(炉跟机)两种协调控制模式，其中以“机跟炉”模式为例，其一次调频协调控制可实现发电机组负荷的快速响应。需要注意的是，数字电液控制系统的一次调频属于开环控制，缺少反馈环节，可能导致实际负荷变化与调频目标存在差异，影响调频控制效果。
发电机组的协调控制系统(CCS)可协调汽轮机与锅炉的工作状态，在快速响应负荷变化的基础上，实现对发电机组的调频和调峰，既能维护发电机组稳定运行，又能降低机组能耗。该系统侧一次调频控制的实现方式为：将一次调频功能与功率指令相结合，使CCS中调节气门动作与DEH侧一次调频保持一致，通过保证锅炉与汽轮机的能量平衡，维持电能供需一致性，从而实现电网频率稳定，达成一次调频目标。
不同控制组合下发电机组的功率变化存在差异，其中同时在DEH侧和基于“机跟炉”的协调控制(CCBF)侧进行一次调频的组合，其功率变化趋势最接近一次调频的变功率要求，调频功能最佳;同时在DEH侧和基于“炉跟机”的协调控制(CCTF)侧进行一次调频的组合，功率变化趋势与之类似，但相同时间内的功率较低，调频效果稍差;仅在CCBF单侧投入一次调频功能的组合，初始阶段因缺少DEH协助，功率响应较慢，后期功率逐渐接近标准变功率要求。
火电厂发电机组行业自动发电控制(AGC)功能的实现需满足两项核心要求：一是采取“炉跟机”的CCS控制模式，远程终端单元(RTU)通过网络通信接收上级调度指令(LDC1)，将模拟信号转换为电信号后发送给功率调节器，功率调节器判断设定功率是否超过限值，在限值范围内计算设定功率与发电机组输出功率的差值，将该误差作为PID控制器的输入，经处理后输出阀位指令至汽轮机，利用汽轮机较快的负荷响应速度完成功率调节;二是采取“DEH侧+CCS侧”组合模式，DEH侧接收CCS的阀位指令后，通过机组协调执行指令，基于流量特性曲线调节汽机阀门开度，准确、快速完成负荷调度，改善电能质量。
传统AGC经典控制回路虽响应速度较快、调频效果较好，但存在发电机组实际输出功率响应调度负荷实时性较差的问题。针对这一问题，可通过优化AGC控制回路，增设补偿校正控制单元，实现调度负荷指令方向预测、精度补偿、快速补偿等功能，有效提升调度负荷响应的及时性和精确性，进一步增强AGC回路的控制性能。
火电厂发电机组一次调频过程中，电网频率通常维持在(50±0.05)Hz范围内。为避免频繁调频增加发电机组负担、引发振荡影响系统稳定，通常会设置一次调频死区，使发电机组对频率变化不过于敏感，只要频率偏差在调频死区范围内，DEH会自动闭锁调门动作指令，减少发电机组在微小频差下的机械调节次数。
由于发电机组的类型、容量、频率以及电网架构、新能源占比等存在差异，一次调频死区范围也有所不同，根据GB/T 40595—2021《并网电源一次调频技术规定及试验导 则》规定，火电机组一次调频死区为±0.033 Hz。为在较小网频波动下实现精准调频，设计基于网频的发电机组一次调频预测模块，其原理为：按照设定频率(如10 ms/次)循环检测汽轮机频率超出调频死区的时间，采用累加法计算总时间，当总时间达到设定值后，系统生成并发送一次调频增量指令，调速器接收指令后进行一次调频预动作，从而避免发电机组因微小偏差频繁调节，维护电网运行稳定。
为验证基于网频的发电机组一次调频控制技术的实际效果，选取火电厂600 MW超临界机组励磁式仿真系统开展仿真试验，试验参数设定如下：汽轮机不等率3%，调频死区±0.03 Hz(换算成转速为±2 rpm)，分别在锅炉侧与汽轮机侧加入一次调频控制，且调频期间AGC指令始终保持不变。
由试验数据可知，发电机组一次调频时间均在50 s以内完成，30 s内负荷变化占最终负荷变化的60%~65%，调频性能良好。以负荷需求增加200 MW为例，在仿真试验开始后的80 s内，发电机组的负荷输出与汽轮机转速均趋于稳定，基本完成一次调频动作，响应速度较快，验证了基于网频的一次调频控制技术的实用性和可靠性。
一次调频技术是解决负荷变化引起的频率偏移、保障电力系统在负荷小范围波动下稳定运行的关键技术。针对传统一次调频技术存在的频繁调节易导致发电机组疲劳、响应速度偏慢等问题，基于电网频率优化设计的发电机组一次调频控制技术，通过在数字电液控制系统侧和协调控制系统侧分别融入一次调频控制策略，增设自动发电控制动态预测响应模块和基于网频的一次调频预测模块，有效解决了上述两大痛点。仿真试验结果表明，该技术可使发电机组一次调频时间控制在50 s以内，30 s内负荷变化占比达到60%~65%，调频响应速度快、效果好，能有效减少发电机组机械损耗，维护电网系统稳定运行，为2026年火电厂发电机组行业技术升级提供了重要的技术参考，具有广泛的应用价值。
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